Mit dem Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) entfällt die pauschale 65-Prozent-EE-Pflicht und weicht einem Optionskatalog. Für Energieversorger heißt das weniger Vorgabe im Heizungskeller, aber mehr Aufwand in Beschaffung, Produktgestaltung und Abrechnung: Bio-Treppe, Grüngasquote und die Nachweispflichten nach § 96 machen die Rechnung zum Nachweisdokument. Der Beitrag ordnet die zentralen Regelungen praxisnah für Versorger ein.

1. Das kommende GModG im Überblick

Im Schnelldurchlauf haben Bundestag und Bundesrat das Gebäudemodernisierungsgesetz noch vor der parlamentarischen Sommerpause beschlossen. Damit wird das politisch stark aufgeladene Gebäudeenergiegesetz neu gefasst. Die bisherige 65%-EE-Pflichtvorgabe beim Einbau neuer Heizungen entfällt.

Eigentümer erhalten wieder mehr Wahlfreiheit bei der Heiztechnologie:  Wärmepumpe, Solarthermie, Fernwärme, Biomasse, Wasserstoff, Hybridlösungen, hocheffiziente KWK sowie RLT-Anlagen mit Wärmerückgewinnung bleiben oder werden zukünftig möglich. Erdgas-, Heizöl- oder Flüssiggasheizungen dürfen unter Berücksichtigung weiterer Prämissen weiterhin eingebaut werden.

Die politische Botschaft lautet Technologieoffenheit. Operativ bedeutet das für Energieversorger und Stadtwerke aber nicht automatisch weniger Komplexität. Das GModG verschiebt Aufgaben aus dem Heizungskeller in die Beschaffung, das Portfoliomanagement, die Tarif- und Produktgestaltung, die Abrechnung und den Kundenservice.

Gleichzeitig entsteht ein strategisches Spannungsfeld: Erdgasnetze können durch steigende Biomethananteile länger genutzt werden. Fernwärme und Wärmenetze bleiben zwar zentrale Bausteine der Wärmewende, die kommunale Wärmeplanung (KWP) verliert aber ihre bisherige unmittelbare Funktion als Auslöser der 65%-EE-Pflicht. Das Beschluss ist damit nicht nur eine Änderung im rechtlichen Sinne: es ist eine Produkt-, Prozess- und Kommunikationsaufgabe für die Versorger.

2. Vom 65% Nachweis zum Optionskatalog

Der zentrale Systemwechsel vom GEG durch den Beschluss liegt im Wegfall der pauschalen 65%-EE-Pflicht. An ihre Stelle tritt ein Katalog technischer Optionen beim Ersatz von Heizungsanlagen. Neue Erdgasheizungen bleiben möglich, müssen aber ab 2029 die wachsenden Anforderungen der „Bio-Treppe“ erfüllen.  Eine Ausnahmeregelung wurde für den Havariefall einer fossilen Heizungsanlage eingeführt: dort gilt eine 12-monatige Schonfrist.

Für die Beratung der Mitarbeiter im EVU-Vertrieb ist das ein wichtiger Unterschied: Es geht nicht mehr nur um die Frage, ob eine Technologie formal zulässig ist. Entscheidend ist, welche Folgepflichten sie auslöst, welche Brennstoffe verfügbar (und bezahlbar) sind, welche Nachweise geführt und vorgelegt werden müssen und welche Kostenbestandteile später einzeln in der Abrechnung aufgeführt werden müssen.

3. Die „Bio-Treppe“: Produktchance mit Nachweisrisiken

Die „Bio-Treppe“ beschreibt den verpflichtenden Mindestanteil der bereitgestellten Wärme aus zugelassenen, klimafreundlichen Brennstoffen: Biomethan, Bioöl, biogenem Flüssiggas oder bestimmten Wasserstoffarten.

Der Gesetzgeber differenziert beim Wasserstoff nach Produktionsart verschiedene „Farben“ von Wasserstoff, die zum Einsatz kommen können:

• „grüner Wasserstoff“: hergestellt aus Elektrolyse mit Strom aus erneuerbaren Energien
• „orangener Wasserstoff“: hergestellt aus Biomasse oder unter Verwendung von Strom aus Anlagen der Abfallwirtschaft
• „blauer Wasserstoff“: Reformierung von Erdgas, gekoppelt mit CO₂-Abscheidung und Speicherung
• „türkiser Wasserstoff“: Pyrolyse von Erdgas

Bei „orangenem“, „blauem“ und „türkisem“ Wasserstoff kommen zusätzliche Anforderungen an Treibhausgasminderung und Nachweisführung hinzu.

Spätestens 2045 sollen Brennstoffe im Gebäudesektor klimaneutral sein. Für Energieversorger heißt das: Ein „grünes“ Tariflabel reicht nicht. Entscheidend wird, ob Biomethan oder diese Wasserstoffarten beschafft, bilanziell zugeordnet, rechtlich nachgewiesen und in der Abrechnung bestätigt werden können.

4. Angekündigte „Grüngasquote“ und „Grünheizölquote“

Zusätzlich soll die Bundesregierung bis zum 1. Dezember 2026 eine gesetzliche Regelung zur Grüngas- und Grünheizölquote vorlegen. Diese Quote soll ab 2028 den Hochlauf klimafreundlicher Brennstoffe unterstützen. Nach derzeitigem Stand ist zum Einstieg von einer Quote bis zu 1 % die Rede. Verantwortlich für die Beimischung sind die Inverkehrbringer des Erdgases, also die Erdgaslieferanten (bzw. die Inverkehrbringer von Öl und Flüssiggas).

5. Hybrid, KWK und RLT – zunehmender Beratungsaufwand für EVU

Eine zugelassene Hybridlösung ist z.B. die Kombination einer Wärmepumpe mit einer Erdgasheizung. Maßgeblich ist hierbei, je nach Betriebsweise, die Leistung der Wärmepumpe im Verhältnis zum Spitzenlasterzeuger (Erdgas). Bei bivalent parallelem oder teilparallelem Betrieb muss die Wärmepumpe mindestens 30% der Leistung des Spitzenlasterzeugers erreichen, bei bivalent alternativem Betrieb mindestens 40%.

Auch RLT-Anlagen mit Wärmerückgewinnung können befristet bis zum 31. Dezember 2034 zur Erfüllung der Anforderungen aus der „Bio-Treppe“ beitragen, wenn der Wärmerückgewinnungsgrad mindestens 73 %, die Leistungszahl mindestens 10 beträgt und die gesamte Gebäudefläche versorgt wird.

Neu hinzugekommen ist die hocheffiziente KWK als gebäudeintegrierte oder gebäudenahe Option. Für Stadtwerke kann das vor allem bei Quartiers- und Objektlösungen relevant werden.

Die technische Beratung wird damit im Stadtwerke-(Contracting) Vertrieb konkreter: Betriebsweise, Projektierung und Nachweisfähigkeit entscheiden über den praktischen Betrieb.

6. § 96 GModG: Die Abrechnung wird zum Nachweisdokument

Besonders praxisrelevant sind die Nachweis- und Abrechnungspflichten. Wer geschäftsmäßig Biomethan, Wasserstoff oder feste Biomasse zur Erfüllung gesetzlicher Anforderungen liefert, muss die Erfüllung der Anforderungen im jeweiligen Abrechnungszeitraum mit der Abrechnung bestätigen.

Bei Biomethan kommen, neben den Anforderungen aus dem EEG zu Aufbereitung und Einspeisung, zusätzliche Forderungen hinzu: Mengenabgleich im Wärmeäquivalent und Massenbilanzierung müssen über die gesamte Wertschöpfungskette prüffähig sein. Für Neubauten sind Lieferantenbestätigungen bereits bei Vertragsschluss erforderlich, wenn Biomethan in der Primärenergiebilanz angesetzt werden soll. Damit wird die Rechnung zum Nachweisdokument. Das Produktmanagement muss definieren, welches (neue) Produkt tatsächlich ein die Anforderungen erfüllendes Produkt ist. Die Beschaffung muss die Mengen und die Qualitäten sichern. Die Abrechnung muss die jeweiligen Preis- und Mengenbestandteile getrennt ausweisen. Und letztendlich muss der Kundenservice so gut geschult sein, dass er in der Lage ist, den Sachverhalt den Interessenten und Kunden verständlich zu erläutern.

7. Kostenaufteilung

In vermieteten Wohngebäuden wird die Aufteilung von Preisbestandteilen über die bisherige Regelung zur Aufteilung der CO₂-Kosten erweitert (CO₂KostAufG): Neben den CO₂-Kosten (ab 01. Januar 2028) werden Netznutzungsentgelte für Erdgas (ab 01. Januar 2028) und – bis zu einem Beimischungsanteil von 30% – die Mehrkosten für den verpflichtend anteilig zu nutzenden biogenen Brennstoff hälftig geteilt (ab 01. Januar 2029). Im Havariefall greifen die Kostenaufteilungsregeln erst nach einer 12-monatigen Schonfrist. Die genannten Kostenbestandteile müssen systemseitig, vertraglich und kommunikativ sauber abgebildet werden.

Ergänzend wurde eine Härtefallregelung aufgenommen, die vor allem kleine Vermieter unter engen Voraussetzungen entlasten kann.

8. Operative Konsequenz für Energieversorger

Das GModG sollte nicht als Rückkehr zur „alten Erdgaswelt“ verstanden werden. Es schafft zwar für die Eigentümer mehr Wahlfreiheit beim fossilen Heizungstausch, bindet diese Wahlfreiheit aber an Brennstoffquoten, Nachweise, Kostenaufteilung und weitere Vorgaben.

Kurzfristig sollten Energieversorger sich darauf vorbereiten:

• gemäß Beschluss rechtlich belastbare Produkte zu entwickeln
• eine nachweisfähige Beschaffung für Biomethan (und ggf. Wasserstoff) aufzubauen
• das Ausweisen abrechnungsfähiger Preisbestandteile systemseitig zu testen
• eine fachlich fundierte und transparente Kommunikation mit Kunden sicherzustellen.

Auch die Wärmelieferverordnung (WärmeLV) bleibt – wenigstens bis zu ihrer kommenden Novellierung – ein offener Punkt: Solange die Umstellung auf gewerbliche Wärmelieferung mietrechtlich eng begrenzt ist, kann die Umstellung auf eine gewerbliche Wärmelieferung aus dem Fernwärmenetz an den Vorgaben der Kostenneutralität scheitern.

Parallel entsteht ein Investitionsrisiko: wenn Erdgas- und Ölheizungen weiter eingebaut werden können, wird sich einerseits der Rückgang in der Nutzung des Erdgasverteilnetzes verlangsamen und andererseits – durch die geringere Wärmedichte – der Ausbau von Fernwärme später wirtschaftlich rechnen.

Die Frage, wie lange Erdgasverteilnetze weiterbetrieben, auf Wasserstoff oder Biomethan umgestellt oder perspektivisch stillgelegt werden können, beantwortet das GModG nicht. Diese Weichenstellung liegt vor allem bei den künftigen Gasverteilnetzentwicklungsplänen, die eine enge Verzahnung zwischen der Zukunft der Erdgasverteilnetze und der kommunalen Wärmeplanung erfordern werden.

Quellen